中石油压裂液技术发展思考

【技术】中石油压裂液技术发展思考文/程兴生卢拥军管保山王丽伟翟文明华中石油勘探开发研究院廊坊分院伴随着北美页岩气革命，储层改造技术正在引领全球非常规油气勘探开发的重大变革，已经成为与物探、钻井并列的三大关键工程技术。

中石油60%～70%新增储量为低渗特低渗透非常规油气资源，低渗特低透、深层高温、非常规和海洋石油等“难新”领域待开发利用。

改造对象从常规储层到非常规储层，储层物性由高渗透到低渗透、超低渗，甚至为纳达西级致密储层；油藏类型由常规油气藏到致密气、致密油、页岩气、煤层气等；并伴有低压、异常高压、水敏、高温等特性，改造对象异常复杂。

随着改造井数、层数、段数越来越多，储层改造呈现大排量、高泵压、大规模、工厂化作业的特点。

上述变化对压裂液与储层、新工艺的适应性以及成本投入提出新的要求，有必要对中石油压裂液技术现状进行梳理，对未来发展进行思考和规划。

1 中石油压裂液技术与应用现状压裂液的分类和命名目前没有统一的标准。

按照稠化剂类型进行命名，可分为植物胶类压裂液、合成聚合物压裂液、表面活性剂压裂液、纤维素压裂液等。

本文以稠化剂分类为主线，结合特色压裂液技术，介绍中石油压裂液技术及应用现状。

1.1 胍尔胶压裂液胍尔胶压裂液是由胍尔胶原粉或其衍生物与硼或锆等交联形成的冻胶。

胍尔胶原粉水不溶物含量较高18%～25%，改性后的胍尔胶不溶物2%～12%。

原粉1%浓度增黏能力187 mPa.s～351mPa.s，冻胶破胶后残渣含量高，质量分数为7%～10%。

原粉在大庆油田高渗浅层有应用。

胍尔胶衍生物包括羟丙基胍尔胶（HPG）、超级胍尔胶（SHPG）、羧甲基胍尔胶（CMG）、羧甲基羟丙基胍尔胶（CMHPG）等，其中SHPG为高取代度、精制的羟丙基胍尔胶，水不溶物低，形成的压裂液破胶后残渣少，由于成本较高，仅在塔里木、华北、大庆、西南等油气田有少量应用。

羟丙基胍尔胶压裂液：通常温度小于90℃采用HPG-无机硼交联体系，温度大于90℃采用HPG-有机硼体系，最高耐温为160℃，是中石油应用最多的压裂液体系。

通过研发使用新型高效交联剂，形成的超低浓度HPG压裂液，显著降低了HPG使用浓度，可使0.15%HPG交联，突破美国压裂液0.18%交联下限，稠化剂相对浓度降低35-45%，残渣减少38-53%。

2012年在长庆、大庆、青海、华北、冀东等油田实施近1600口井，较常规体系总计节用胍尔胶1000余吨，直接效益近亿元。

羧甲基羟丙基胍尔胶（羧甲基胍尔胶）压裂液：在碱性条件下，CMHPG与有机锆形成压裂液，具有温度广谱（50℃～180℃）、低稠化剂用量（比常规胍尔胶低50%）、低摩阻（比常规胍尔胶低30%～40%）、残渣和残胶伤害低（比常规胍尔胶降低55%）、高悬砂能力等优点，性能达到国际先进水平。

在长庆、吉林、冀东、大庆等油气田进行应用，大幅度提高了增产有效期。

酸性压裂液体系具有适用于碱敏性地层、有效抑制黏土膨胀的特性，且能够适用于CO2增能和泡沫体系。

酸性交联CMHPG压裂液（实现耐温150℃）在大庆、吉林、新疆、吐哈等油田碱敏性储层得到应用。

低分子可回收压裂液：胍尔胶降解后分子量降低，为常规胍尔胶的1/20～1/10，水不溶物、破胶液分子量、对地层伤害均有所降低。

低分子胍尔胶与硼交联后，形成暂时的水凝胶网络，作业过程中依靠地层的酸性对压裂液进行中和降低其pH值而破胶返排。

可回收压裂液在长庆、四川等油田累计应用365口井，回收利用返排液8565m3，应用井返排液利用率达到97%。

浓缩压裂液：为满足连续混配准确计量需要，将胍尔胶粉悬浮在柴油或对环境更友好的矿物油中，形成浓缩液体稠化剂。

大庆油田和吉林油田通过技术引进，开展了浓缩压裂液现场应用试验。

同时，吉林油田的连续混配装置实现了粉剂的准确计量，形成采用粉剂进行实时混配技术。

总体来说，胍尔胶压裂液应用最为广泛，应用份额占90%以上，基本满足中石油常规压裂需求。

但不同体系对配液水中无机盐离子存在不同程度的敏感，影响压裂液性能；另外，胍尔胶压裂液耐温很难突破180℃。

1.2 香豆胶压裂液香豆胶为国产稠化剂，是从香豆种子中提取的天然植物胶，其结构为半乳甘露聚糖。

1%浓度增黏能力差异较大156～321mPa.s，香豆胶原粉水不溶物含量为7%～15%，具有良好的水溶性，摩阻低，形成的压裂液耐温170℃。

2012年香豆胶压裂液在长庆油田18个区块完成110口井施工，最大加砂60m3，平均砂比35%，返排率72.6%。

香豆胶技术性能与胍尔胶相当，但受种子质量、加工水平及成本压力等因素的限制，目前使用的香豆胶压裂液稠化剂用量较高、耐温有限，性能没有达到业已形成的技术水平。

1.3 合成聚合物压裂液合成聚合物压裂液主要包括交联型和缔合型两大类。

在胍尔胶疯狂涨价的大背景下，合成聚合物压裂液技术得到长足发展，各油田都开展了各类聚合物压裂液现场试验。

中石油勘探院廊坊分院研发的清洁交联压裂液技术，实现最高耐温达210℃。

该技术在吉林油田应用240井506层，各项技术指标基本与胍尔胶压裂液持平， 60℃配方成本为265元/方，较同期胍尔胶压裂液降低60%；在华北油田进行了2口井储层温度超过200℃高温应用试验。

西南石油大学罗平亚院士开发的超分子缔合压裂液技术，已在不同地层进行现场应用385 井次。

聚合物压裂液基本无残渣，与植物胶压裂液相比固相伤害低，但聚合物压裂液对水质及破胶剂敏感，存在配液难、支撑剂不易混入和交联控制难施工摩阻高等问题。

1.4 表面活性剂压裂液表面活性剂压裂液具有无残渣、易破胶、伤害低、弹性大及携砂性能好的特点，在中石油各油田均有应用，终因成本高尚未获得大范围推广。

长庆油田开发的阴离子表面活性剂压裂液最高耐温135℃，在致密气试验区推广应用65口井，表现出良好的储层适应性。

新疆油田使用的弹性表面活性剂压裂液，适用温度25℃～80℃，现场应用150余井次。

中石油勘探院廊坊分院开发的双生阳离子表面活性剂压裂液在煤层压裂中进行了多口井实验性应用。

1.5 油基压裂液油基压裂液主要用于水基压裂液易造成伤害的强水敏储层。

与水基压裂液相比，油基压裂液成本高使用难，而且易燃施工存在安全风险，现场仅新疆油田有少量应用。

采用石西轻质原油、磷酸酯及铝酸盐形成油基压裂液冻胶，适用温度25 ℃～90℃，170S-1下剪切1～2h，保留黏度≥50mPa•s，闪点≥ 60℃，降阻率40%～60%。

在莫北油田应用最大井深3500米，平均砂比18%，最高砂比30%。

另外，采用稠油与稀油按比例混合加入减阻剂，形成的油基压裂液降阻率40%～60%，闪点≥ 60℃。

该体系在新疆油田乌36井区及288断块强水敏储层施工60余口井，改造效果明显。

1.6特色压裂液技术乳化压裂液：乳化压裂液是介于水基和油基压裂液之间的一种压裂液体系，由30%～40%的液态烃和70%～60%的聚合物水溶液组成的一种水包油或油包水的压裂液。

与水基压裂液相比，减少了入地水量，具有低滤失、低残渣、高黏度的特点。

该体系在大庆海塔、青海、吉林、吐哈、新疆等油田强水敏的特殊储层使用并取得良好效果。

泡沫压裂液：泡沫压裂液是在常规压裂液基础上混拌高浓度的液态N2或CO2等组成的以气相为内相、液相为外相的低伤害压裂液。

气体泡沫质量多为40%～60%，泡沫质量小于52%时为增能体系。

泡沫压裂液黏度大携砂能力强、滤失低、残液返排率高，特别适合低温、低压、水敏或水锁等敏感性强的储层。

泡沫压裂液实际应用并不普遍，主要原因是施工设备复杂昂贵，施工成本高。

中石油目前使用泡沫压裂液多为增能助排。

加重压裂液：提高压裂液密度是降低井口施工压力的有效方法，考虑成本问题采用KCl或NaNO3对HPG-有机硼压裂液体系进行加重，前者最大密度1.15g/cm3，后者最大密度1.32 g/cm3。

中石油勘探院廊坊分院研发并获得专利权的加重压裂液体系为耐温160℃的0.45%HPG-有机硼交联体系，在塔里木油田近7000m的多口超深井进行成功应用并取得良好效果。

在新疆、玉门、华北等油田异常高压井也进行了推广应用。

热化学压裂液：将生热化学反应引入到水基压裂液中，形成了自生热类泡沫压裂液，用于中浅层稠油及低压低渗透油气藏储层压裂改造。

新疆油田将生热化学反应用于聚合物和清洁压裂液中进行了现场应用；大庆油田在低温低压井累计应用136口井，压后平均返排率53.4%，平均增油强度0.64t/d.m。

减阻水（滑溜水）：使用减阻剂及表面活性剂、阻垢剂、黏土稳定剂、杀菌剂、破胶剂、防膨剂等形成的低黏低摩阻压裂液。

目前使用的减阻剂为能够实现连续混配的合成高分子乳液。

中石油勘探院廊坊分院形成的典型配方为：水+0.04～0.08%FA30减阻剂+0.05～0.15%FA-6助排剂+适量杀菌剂，具有速溶增黏、剪切稳定性好、低摩阻（现场实测降阻率82%）、无残渣、低表面张力、易返排（自喷返排率达40.73%）等特点。

川庆钻探公司研发的减阻水压裂液与此性能接近。

2 中石油压裂液技术需求分析随着储层改造对象由以常规油气藏为主向非常规油气藏拓展，致使动用储量物性下限越来越低，渗透率小于0.1mD的致密油气以及纳达西级的页岩气储层都依赖储层改造进行经济有效开发。

面临的储层条件越来越复杂，储层深度更深，深井压裂超过7000m；地层温度更高，超过200℃；高应力储层更普遍，如塔里木某井压裂施工，压裂液加重的情况下，井口施工压力仍超过135MPa。

同时，改造模式由笼统改造逐步向体积改造和精细改造转变。

储层改造呈现大排量、高泵压、大规模、工厂化作业的特点。

因此，满足储层特点及工艺技术需求的压裂液应具备低伤害、低成本、高效环保的特性。

受国际市场需求等多种因素影响，2011年下半年以来，胍尔胶价格一路飙升，由2011年年初的2.46万元/吨升高至2012年4月份最高的15.8万元/吨，2012年10月价格有所回落，达到6.33万元/吨，但仍是2011年同期价格的174%，导致每方压裂液价格增加2～3倍以上。

2013年中石油预计需要胍尔胶2万吨左右，预计成本增加近7亿元。

随着储层改造规模不断扩大，所需淡水量不断增大，供应不能及时到位和成本上涨问题日益凸显。

如陕北油气区储层改造用水价达到100元/m3～200元/m3；塔里木油田塔中作业区配液用水是从300km外的轮南镇拉水，仅运费就达150元/m3以上，再运往沙漠腹地，需要专用沙漠车，成本会进一步大幅增加。

同时，备水周期长，相应增加了试油成本。

所以，水在压裂液成本中所占比重不容忽视。

同时，大量的、成份复杂的压裂返排液排放处理难度大，直接排放会造成环境污染。

因此，实现压裂液回收再利用，减少环境污染和水资源浪费势在必行，也是解决用水及降低压裂液成本的重要途径。